Groupe Gemix. Quel mix énergétique idéal pour la Belgique. Rapport final. Mars 2007 N 158. de Frédéric Lagnaux, Philippe Moës et Eloïse Lebrun

Quel mix énergétique idéal pour la Belgique Analyse des données aux horizons de la 2020 Caisse et centrale 2030? Rapport final de Frédéric Lagnaux, Philippe Moës et Eloïse Lebrun Mars 2007 N 158 30 septembre 2009 Groupe Gemix

GROUPE GEMIX Rapport final 30 septembre 2009 Quel mix énergétique idéal pour la Belgique aux horizons 2020 et 2030? Luc Dufresne, Président et les membres: Dominique Woitrin Marie-Pierre Fauconnier Danielle Devogelaer Jacques Percebois Luigi De Paoli Jacques De Ruyck Wolfgang Eichhammer Confiée par Le Ministre P. Magnette Ministre du Climat et de l'energie

Le Président et les membres du GEMIX tiennent à exprimer tout particulièrement leurs remerciements à l'attention de: Dr. Dominique Gusbin, experte au Bureau fédéral du Plan, Mme Carine Swartenbroekx, conseiller au département d'informations micro-économiques de la Banque nationale de Belgique, M. Marc Deprez, conseiller à la Direction générale de l'energie et désigné comme secrétaire du GEMIX, pour leur collaboration hautement estimée aux travaux du groupe.

TABLE DES MATIÈRES 1. RECOMMANDATIONS... 1 1.1. INTRODUCTION... 1 1.2. MAÎTRISE DE LA DEMANDE D'ÉNERGIE... 1 1.3. MIX ENERGETIQUE... 2 1.3.1. Energies fossiles... 2 1.3.2. Energies renouvelables... 3 1.4. MIX ENERGETIQUE "PRIMAIRE" POUR LA PRODUCTION D'ELECTRICITE ET IMPORTATIONS D'ELECTRICITE... 4 1.4.1. Gaz naturel... 4 1.4.2. Charbon... 4 1.4.3. Electricité d'origine renouvelable et cogénération... 4 1.4.4. Electricité nucléaire... 5 1.4.5. Les importations d'électricité... 6 1.4.6. Le réseau... 6 1.4.7. L'organisation des marchés... 7 1.5. SUIVI DE L'ÉVOLUTION DU MIX ÉNERGÉTIQUE... 7 2. EXECUTIVE SUMMARY... 8 2.1. INTRODUCTION... 8 2.2. LA DEMANDE D'ÉNERGIE... 9 2.3. L'OFFRE: MIX ÉNERGÉTIQUE... 9 2.4. L'OFFRE: MIX "PRIMAIRE" POUR LA PRODUCTION D'ÉLECTRICITÉ... 11 2.5. CONSIDÉRATIONS COMPLÉMENTAIRES... 15 3. RAPPORT FINAL... 18 3.1. OBJECTIFS DE L'ÉTUDE... 18 3.2. ETUDES CONSULTÉES... 18 3.3. MÉTHODOLOGIE DES ÉTUDES... 19 3.4. PERSPECTIVES DÉMOGRAPHIQUES ET DE CROISSANCE ÉCONOMIQUE... 20 3.5. EVOLUTION DE LA DEMANDE (ARTICLE 2 - QUESTION 1 DE L'AR)... 20 3.6. MIX ÉNERGÉTIQUE (ARTICLE 2 - QUESTION 3 DE L'AR)... 24 3.6.1. Le pétrole... 24 3.6.2. Le gaz naturel... 24 3.6.3. Le charbon... 24 3.6.4. Les énergies renouvelables... 25 3.6.5. L'énergie nucléaire... 25 3.7. MIX ÉNERGÉTIQUE POUR LA PRODUCTION D'ÉLECTRICITÉ ET IMPORTATIONS D'ÉLECTRICITÉ (ARTICLE 2 - QUESTION 2 DE L'AR)... 26 3.7.1. Etat prévisible du parc de production après 2016... 26 3.7.2. Le gaz naturel... 28 3.7.3. Le charbon... 29 3.7.4. Les énergies renouvelables... 29 3.7.5. Le nucléaire, options possibles dans le mix énergétique de l'électricité (Article 2 - question 2 de l'ar)... 30 3.7.5.1. Motivation des options... 30 3.7.5.2. Remarques préliminaires à la discussion des options possibles... 32

3.7.5.3. Rente nucléaire... 34 3.7.5.4. Analyse des options relatives à la filière nucléaire... 36 3.7.5.5. Horizon temporel pour une décision... 38 3.7.6. Les importations d'électricité... 39 3.8. SÉCURITÉ D'APPROVISIONNEMENT (PRÉAMBULE DE L'AR)... 41 3.9. CONSIDÉRATIONS COMPLÉMENTAIRES... 43 3.9.1. Importance des réseaux (Article 2 - question 3 de l'ar)... 43 3.9.2. Influence de la crise économique actuelle... 43 3.9.3. CCS... 44 3.9.4. Fonctionnement du marché de l'électricité... 44 3.9.5. Importance de l'électrification du parc automobile... 46 3.9.6. Synthèse de l'impact des différentes options possibles pour le mix énergétique... 47 4. ANNEXE 1: COMPARAISON DES DIFFÉRENTES ÉTUDES... 49 4.1. CONTEXTE DES DIFFÉRENTES ÉTUDES... 49 4.1.1. Etude Tobback... 51 4.1.2. CE2030... 51 4.1.3. EPE... 52 4.1.4. WP 21-08... 52 4.1.5. futures-e... 52 4.1.6. DLR... 52 4.2. HYPOTHÈSES EN MATIÈRE DE PIB... 53 4.3. EVOLUTION DE LA DEMANDE... 53 4.4. STRUCTURE DE L'APPROVISIONNEMENT EN ÉLECTRICITÉ (PRODUCTION ET IMPORTATIONS D'ÉLECTRICITÉ)... 56 4.5. EVOLUTION DES ÉMISSIONS DE GAZ À EFFET DE SERRE... 59 5. ANNEXE 2: NOTE DE W. EICHHAMMER... 61 6. ANNEXE 3: GEMIX VRAAG IN VERBAND MET BIOMASSA - JACQUES DE RUYCK... 63 7. ANNEXE 4: EVOLUTION DE LA CAPACITÉ DE PRODUCTION D'ÉLECTRICITÉ - CREG... 69 8. ANNEXE 5: STATUS AND PERSPECTIVES OF NUCLEAR REACTOR PRESSURE VESSEL LIFE EXTENSION UP TO 60 YEARS OPERATION IN BELGIUM... 83 9. ANNEXE 6: 2008 PERFORMANCE INDICATORS - WORLD ASSOCIATION OF NUCLEAR OPERATORS... 125 10. ANNEXE 7: ONDRAF - ACTUALISATION DES PRÉVISIONS DE VOLUMES DE DÉCHETS CONDITIONNÉS EN CAS DE PROLONGATION DE LA DURÉE DE VIE DES CENTRALES... 129 11. ANNEXE 8: TARIFICATION DE L'ÉLECTRICITÉ ET AFFECTATION DE LA RENTE NUCLÉAIRE: DEUX QUESTIONS LIÉES - JACQUES PERCEBOIS... 135 12. ANNEXE 9: RÉPONSES AUX QUESTIONS... 143 13. ANNEXE 10: LISTE NON EXHAUSTIVE DES OUVRAGES DE RÉFÉRENCE CONSULTÉS... 167

LISTE DES GRAPHIQUES Graphique 1: Répartition des RES dans la consommation finale brute d'énergie selon leur utilisation finale (transport - chaleur - électricité)... 10 Graphique 2: Répartition de la production RES-E par filière de production d'énergie renouvelable à l'horizon 2020... 12 Graphique 3: Impact des différentes options possibles pour le mix énergétique et électrique à l'horizon 2020... 16 Graphique 4: Mix électrique correspondant aux trois options proposées... 17 Graphique 5: Evolution de la production et demande d'électricité entre 2008 et 2020 (hypothèse 3)... 27 Graphique 6: Comparaison internationale de la marge disponible en capacité de pointe par rapport à la marge théorique... 28 Graphique 7: Evolution chronologique de la capacité et de la production d'électricité nucléaire selon les options proposées... 31 Graphique 8: Capacité d'interconnexion électrique pour la Belgique - 01/2007 à 08/2009... 41 Graphique 9: Impact des différentes options possibles pour le mix énergétique et électrique à l'horizon 2020... 47 Graphique 10: Mix électrique correspondant aux trois options proposées... 47 Graphique 11: Comparaison des scénarios - croissance économique... 53 Graphique 12: Comparaison des scénarios - consommation intérieure brute (volume et répartition par forme d'énergie) - consommation finale (volume et répartition par secteur)... 54 Graphique 13: Comparaison des scénarios - biocarburants dans le transport... 55 Graphique 14: Comparaison des scénarios - consommation finale d'électricité - volume et répartition par secteur... 56 Graphique 15: Comparaison des scénarios - approvisionnement en électricité et production domestique par forme d'énergie... 57 Graphique 16: Comparaison des scénarios - cogénération... 58 Graphique 17: Comparaison des scénarios - importations nettes d'électricité... 59 Graphique 18: Comparaison des scénarios - les émissions de CO 2 d'origine énergétique par secteur consommateur... 60 LISTE DES TABLEAUX Tableau 1: Evolution de la capacité de production des centrales électriques connectées au réseau ELIA sur la période 2008-2020... 26 Tableau 2: Aperçu synthétique du contexte des différentes études... 49 Tableau 3: Comparaison des hypothèses chiffrées retenues dans le scénario de référence des différentes études... 50

GLOSSAIRE DES ABRÉVIATIONS UTILISÉES BFP = Bureau fédéral du Plan CCS = capture et séquestration du carbone = Carbon Capture and Sequestration CDM = Clean Development Mechanism DG SIE = direction générale Statistique et Information économique du public fédéral Économie, PME, Classes moyennes et Énergie. EPE = Projet d'étude sur les perspectives d'approvisionnement en électricité 2008-2017. ETS = European Trading System ETSO = European Transmission System Operators EWEA = European Wind Energy Association FED = demande finale d'énergie = final energy demand GES = gaz à effet de serre GIC = consommation intérieure brute = gross inland consumption IAEA = International Atomic Energy Agency JI = Joint Implementation LOLP = LOLE = Loss of Load Expectation = critère de fiabilité en matière de fonctionnement du réseau électrique. L'expression de cette grandeur sous forme d'une probabilité plutôt que d'un nombre d'heures par an est appelée le LOLP (Loss of Load Probability). ONDRAF = Organisme National des Déchets Radioactifs et des matières Fissiles enrichies PWR = Pressurized Water Reactor ou réacteur à eau pressurisée RES = énergies renouvelables = Renewable Energy Supply RES-E = énergies renouvelables - électricité RES-H = énergies renouvelables - chaleur RES-T = énergies renouvelables - transport SRM = System Reserve Margin = rapport entre la capacité totale nette installée de production d'électricité et la demande brute de pointe. UCTE = Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity

1. 1. RECOMMANDATIONS 1.1. Introduction Lors de l'élaboration du rapport provisoire, une attention particulière a été apportée à une analyse de l'évolution plausible de la demande et des mix énergétique et électrique, sur base d'un examen détaillé des études de référence. Sur cette base étendue aux résultats des débats avec les représentants de la société civile, nous établissons ci-après une liste de recommandations concrètes afin de réaliser au mieux les objectifs de sécurité d'approvisionnement énergétique, de compétitivité et de protection de l'environnement (en particulier dans le cadre du paquet Energie-Climat 20/20). Pour la facilité du lecteur, les recommandations sont numérotées de (1) à (32). 1.2. Maîtrise de la demande d'énergie Une maîtrise de la demande réussie réduirait la dépendance aux énergies importées et faciliterait la réduction significative des émissions de gaz à effet de serre (GES) ainsi que la réalisation de l'objectif belge de développement des énergies renouvelables (RES). L'étude de l'impact du paquet Energie-Climat (WP 21-08 du BFP) indique que la demande finale énergétique s'établirait à 454 TWh en 2020 1. Comme la plupart des autres études examinées indiquent un potentiel de réductions supplémentaires qui pourrait ramener la consommation à quelque 400 TWh (soit une réduction de l'ordre de 15% par rapport à la projection de référence en 2020), il va de soi qu'un certain nombre de mesures additionnelles devront être prises pour atteindre cet objectif. En effet, l'expérience et les études internationales constatent que sans politiques actives en faveur de l'efficacité énergétique, ces économies d'énergie possibles sont loin d'être acquises. (1) Etant donné que les compétences en matière d'efficacité énergétique sont réparties entre plusieurs niveaux de pouvoirs (fédéral, régional, provincial et même communal), il est impératif de mettre en place une plate-forme nationale qui puisse harmoniser et aussi simplifier les politiques et mesures, tout en respectant les compétences de chacun. Cela constituerait un pas important vers la réalisation de l'objectif 20/20/20. Plus concrètement, cette plate-forme devra établir des objectifs annuels et suivre attentivement leur réalisation. Etant donné que la Belgique doit fournir pour le 30 juin 2011 un deuxième plan d'action sur l'efficacité énergétique dans le cadre de la directive européenne sur l'efficacité énergétique, ce travail devra être préparé dans le courant de 2010 et former une première étape concrète contenant des mesures plus contraignantes. Bien que la période visée par la directive ne couvre que la période jusque 2016, l'analyse devrait se poursuivre au-delà. On ne peut également qu'insister que pour ce faire, une collecte statistique de qualité doit être organisée et les moyens dégagés pour sa mise en œuvre. (2) Sur base des études analysées, il n'a pas été possible de fixer un objectif pour une réduction supplémentaire de la demande finale à l'horizon 2030. Ceci nécessiterait des analyses complémentaires et pourrait faire partie des travaux de la plate-forme précitée. Cette réduction complémentaire de la demande dans la période 2020-2030 sera essentielle afin de poursuivre la réduction des émissions de GES. En effet, le potentiel d'utilisation de sources d'énergie renouvelables en Belgique sera déjà largement exploité dès 2020. 1 Si des mesures adéquates sont prises afin de satisfaire aux exigences actuelles du paquet Energie-Climat de l'ue qui ne fixe pas encore de contrainte ferme pour l'augmentation de l'efficacité énergétique, et ceci dans le cadre légal actuel.

2. (3) Il convient de mettre l'accent sur la nécessité de devenir plus normatif (fixer les priorités dans l'application des mesures, les imposer autant que possible et les contrôler) afin de pouvoir mesurer les réalisations effectives et ne pas subir (peut-être) l'illusion d'un mouvement vers plus d'efficacité énergétique, plutôt que de véritables réalisations. Tous les moyens disponibles doivent être mobilisés: instruments économiques (fiscalité, incitations, prix), normes et informations aux consommateurs, après une analyse en profondeur quant à leur adéquation pour répondre aux objectifs à rencontrer. (4) Cette approche de la part des autorités publiques devrait comprendre: - un contrôle quant à la nature et la réalisation effective des travaux ayant bénéficié du soutien public (subvention, réduction fiscale, etc.). Il est aussi important de disposer d'une quantification de l'impact énergétique des travaux effectivement réalisés comme requis par la directive européenne sur l'efficacité énergétique (n'est possible qu'avec un contrôle); - une hiérarchisation des priorités quant à ces mesures de soutien par ordre croissant du rapport coût - gain d'efficacité. (5) La commission GEMIX tient à rappeler que la directive 2006/32/CE du 5 avril 2006 relative à l'efficacité énergétique dans les utilisations finales et aux services énergétiques demande au sein de son article 6 que les distributeurs d'énergie, gestionnaires de réseaux de distribution et entreprises de vente d'énergie au détail contribuent financièrement à l'amélioration de l'efficacité énergétique. (6) A budget constant, l'octroi d'une priorité aux mesures présentant le meilleur rapport coûtefficacité, est souhaitable. (7) La commission GEMIX insiste très fort sur la réalisation de ces recommandations concernant l'efficacité énergétique, et ceci indépendamment des choix à effectuer concernant le mix énergétique, notamment pour ce qui concerne le futur de la production électrique d'origine nucléaire. 1.3. Mix énergétique (8) Un environnement propice à l'investissement devrait être garanti pour des acteurs qui évoluent dans un marché concurrentiel et international, afin qu'il y ait suffisamment d'incitants pour initier l'installation en Belgique des équipements absolument nécessaires pour réaliser le mix énergétique recommandé. Ceux-ci devraient être accompagnés des investissements indispensables dans les réseaux d'électricité et de gaz. 1.3.1. Energies fossiles (9) Au niveau des énergies fossiles (pétrole, gaz et charbon) pour lesquelles la Belgique est totalement tributaire de l'étranger, le maintien d'un mix énergétique équilibré en termes d'origine, de type de combustible et de technologies et de voie d'approvisionnement (p.ex. pour le gaz naturel: GNL ou gazoducs, de provenances diverses) est primordial et doit aussi prendre en compte les contraintes techniques qui peuvent influencer ces approvisionnements. (10) Dès lors que le pétrole restera toujours important pour le transport jusqu'en 2030, malgré l'apport des biocarburants "durables", du développement de voitures hybrides, électriques et au gaz naturel compressé (GNC), et un prix du pétrole tendanciellement à la hausse, il y a lieu de stimuler la recherche et développement en matière de biocarburants de seconde et troisième génération, et de systèmes de propulsion alternative.

3. (11) Le recours accru au gaz naturel nécessitera entre autres la définition d'une politique claire vis-à-vis du gaz (L) à faible contenu calorifique provenant uniquement des Pays-Bas: conversion à moyen terme au gaz (H) et garantie à long terme des Pays-Bas. La sécurité des approvisionnements en gaz naturel devra être assurée par des normes légales de sécurité pour les périodes de grand froid et les cas d'urgence. Une coopération avec les pays limitrophes est ici indispensable également compte tenu de la capacité de stockage saisonnier limitée en Belgique (l'équivalent de deux semaines de consommation). (12) Vu le rôle important et spécifique du charbon dans la sidérurgie et son potentiel pour la production d'électricité, il est important de continuer les travaux de recherche et développement sur la filière de capture et séquestration du carbone (CCS). A cet égard, une attention particulière s'impose concernant la problématique du transport et stockage international de CO 2, la Belgique ayant, à l'heure actuelle des connaissances, peu de structures géologiques appropriées. Une réflexion de fond s'impose également concernant la création d'une base juridique pour l'enfouissement du CO 2. 1.3.2. Energies renouvelables (13) Les objectifs en matière de recours aux renouvelables à l'horizon 2020 sont ambitieux et ne pourront que se réaliser moyennant un soutien important et une réduction drastique des procédures administratives. (14) Etant donné que les compétences en matière de RES sont également réparties entre plusieurs niveaux de pouvoirs (fédéral, régional, provincial et même communal), il est impératif de mettre en place une plate-forme nationale spécifique qui puisse établir une feuille de route pour atteindre les objectifs, harmoniser et aussi simplifier les politiques et mesures, tout en respectant les compétences de chacun. Plus concrètement, cette plate-forme devra établir des objectifs 2, y compris annuels, et suivre attentivement leur réalisation. On ne peut également qu'insister que pour ce faire, une collecte statistique de qualité doit être organisée et les moyens dégagés pour sa mise en œuvre. (15) Comme la capacité de valorisation de biomasse domestique est limitée et que la biomasse jouera un rôle important dans le mix RES à l'horizon 2020, il y a lieu de veiller au développement de filières d'approvisionnement durables et éthiquement acceptables. En se basant sur les résultats les plus récents (le scénario 20/20 du WP 21-08), la traduction belge de l'objectif de 13% de RES dans la demande finale en 2020 pourrait être réalisé par environ 8% de biomasse dans nos besoins énergétiques primaires, dont quelque 5% seraient couverts par des importations. Afin de réaliser cette contribution, une politique de soutien important est de mise, ainsi qu'une étude de la concrétisation de ladite importation. (16) L'utilisation à grande échelle de biomasse doit également être soumise à des critères stricts d'émissions (notamment de particules fines), en particulier pour les installations de (très) petite taille. (17) En ce qui concerne les biocarburants pour le transport, une vigilance soutenue est requise quant au caractère durable des biocarburants. Un effort considérable est nécessaire pour la mise au 2 Comme prévu dans le National Renewable Energy Action Plan repris dans la directive européenne 2009/28/CE.

4. point de biocarburants de deuxième génération afin de se préparer à un relèvement éventuel des exigences de RES pour le transport au-delà des 10% prévus en 2020. 1.4. Mix énergétique "primaire" pour la production d'électricité et importations d'électricité De l'analyse ressort clairement que le développement de la production d'électricité sur base de RES se fait en grande partie indépendamment du mix primaire en énergies fossiles et nucléaire. Le calendrier actuel des mises en service et déclassements combinées avec la mise hors service prévue dans la loi de 2003 des trois premières (plus anciennes) unités nucléaires en 2015, conduirait à un déficit tant en énergie qu'en capacité. Il n'est pas garanti que des importations puissent combler ce déficit croissant en raison des capacités limitées des réseaux interconnectés et des capacités de production existantes à l'étranger. Cette situation de la production électrique en Belgique s'est d'ailleurs tendue au cours des années. Même avec une simplification drastique des procédures administratives, il n'est pas garanti que des investissements complémentaires se concrétisent en temps opportun. Plusieurs projets de production ne sont qu'annoncés, sans garantie de mise en service dès 2015, sans autorisation(s) acquise(s) et encore moins, sans décision définitive de réalisation de la part de leur concepteur. 1.4.1. Gaz naturel (18) Comme le gaz naturel est le combustible fossile qui émet le moins de polluants par kwh produit et qui peut être utilisé tant en base, semi-base que pour faire face à la pointe de la courbe de charge, il restera le choix de prédilection lors des décisions de remplacement d'unités déclassées ou d'extension du parc de production. 1.4.2. Charbon (19) L'utilisation éventuelle de charbon requiert que les nouveaux investissements soient CCS Capture Ready. 3 De la comparaison des résultats des différentes études ressort que le développement de la filière charbon reste possible malgré les contraintes en matière de GES. Il est souhaitable d'instaurer à cet égard une compétence fédérale compte tenu de l'intérêt stratégique national d'une diversification du mix énergétique. Son approvisionnement est plus aisé eu égard à sa facilité de stockage et à son origine géographique diversifiée. 1.4.3. Electricité d'origine renouvelable et cogénération (20) Les objectifs de développement des RES prévus par le paquet Energie-Climat favorisent un déploiement très significatif de l'électricité verte. Des résultats du WP 21-08 (scénario 20/20), il ressort que la traduction belge de l'objectif de 13% de RES dans la demande finale en 2020 se réaliserait par 19% de RES dans la production d'électricité, et constitue un objectif ambitieux. Sur la 3 CCS Capture Ready: les nouvelles centrales doivent être conçues en laissant la possibilité d'une conversion aisée permettant la capture fonctionnelle du CO 2. Le processus de captage du CO 2 reste un processus qui affecte le rendement d'une centrale de quelque 10 points de pourcent (rendement sans capture = +/- 45%).

5. base des différentes études, les RES-E pourraient représenter quelque 17 TWh. 4 Afin de réaliser l'objectif, une politique de soutien important restera de mise. Celle-ci est actuellement basée sur les certificats verts. Il est recommandable de reconsidérer à l'avenir cette politique au vu des expériences observées à l'étranger (p. ex.: le système des feed-in tariffs). (21) La cogénération de qualité doit être continuellement encouragée et soutenue afin de réaliser son potentiel énergétique basé sur de la demande de chaleur. Il y a lieu cependant de veiller à ne pas surestimer ledit potentiel. 1.4.4. Electricité nucléaire (22) Eu égard: au timing serré qui affecte la réalisation d'un parc de production de capacité suffisante pour répondre à la demande; au souci de veiller à la continuité de fonctionnement du tissu économique; tout en satisfaisant aux exigences environnementales et de sécurité d'approvisionnement, le groupe recommande: de retarder d'une révision décennale la fermeture des trois réacteurs nucléaires Doel 1, Doel 2 et Tihange 1; de réévaluer la situation dans dix ans afin d'évaluer la valeur ajoutée d'une nouvelle prolongation de dix ans de leur durée de fonctionnement; et de retarder de vingt ans la fermeture des autres réacteurs plus récents (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 et Tihange 3). 5 Une décision politique est indispensable pour la fin de l'année 2009 afin d'assurer la continuité opérationnelle des centrales Doel 1 & 2 et Tihange 1 en 2015. 6 Les conditio sine qua non accompagnant cette recommandation sont: la sécurité de fonctionnement et la gestion des déchets doivent rester une préoccupation prioritaire; toutes les mesures prises à l'encontre de la prolifération de matières fissiles doivent être maintenues conformément aux programmes internationaux régissant la matière et sous la supervision des instances nucléaires belge et internationales Euratom et IAEA; la vigilance vis-à-vis de la sécurité nucléaire devra être renforcée. Toute prolongation de la durée de vie d'un réacteur devra être validée par l'agence fédérale de contrôle nucléaire. Elle 4 Ces 17 TWh sont constitués par environ 2,8 TWh d'énergie éolienne onshore, 5,4 TWh offshore, 8,5 TWh de biomasse, 0,4 TWh d'hydraulique et 0,25 TWh de photovoltaïque. Les puissances correspondantes sont 1,1 GW onshore, 2,1 GW offshore, 1,9 GW biomasse, 0,1 GW hydraulique et 0,3 GW photovoltaïque. 5 Réévaluation entre autres en fonction de la situation du marché, tant du côté de l'offre que de la demande, et du progrès technologique. 6 Nous désirons faire part d'une remarque communiquée par W. Eichhammer par laquelle, sans contester le fonds de la question, il exprime son opinion quant à l'urgence de la décision: "En tant que membre du groupe d'experts GEMIX je ne partage pas entièrement toute l'urgence d'une prise de décision en ce qui concerne la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires existantes". Son argumentation est reprise in extenso en Annexe 2: Note de W. Eichhammer.

6. devra faire l'objet d'un benchmarking international montrant le positionnement des réacteurs pour lesquels un allongement de la durée de vie est requis, par rapport aux autres unités de même type et ancienneté. Une transparence absolue vis-à-vis du public en matière d'incidents devra être garantie; la constitution des provisions pour les coûts futurs de la gestion des matières fissiles irradiées et le démantèlement des centrales nucléaires doit être surveillée de près, en poursuivant les initiatives visant à une meilleure disponibilité des provisions en temps opportun; il a clairement été établi que l'utilisation de centrales nucléaires largement amorties génère une rente de rareté dans le chef de l'opérateur nucléaire historique. Cette rente devrait être captée en tout ou en partie au profit de l'ensemble des consommateurs, dans un souci d'équité intergénérationnelle. Lors de son évaluation, il convient cependant de maintenir l'incitant à l'investissement, dans un contexte généralisé (au niveau de l'ue) de renouvellement et/ou d'extension des capacités de production d'électricité. Cette rente devrait être utilisée de préférence pour stimuler des politiques en matière de RES et d'efficacité énergétique; obligation devrait être faite aux propriétaires de centrales nucléaires de contribuer au financement en Belgique de la R&D en matière de combustibles nucléaires, de déchets nucléaires et de nucléaire à usage médical; il y a lieu de fournir tous les efforts nécessaires qui tiennent compte de l'évolution technologique pour arriver à une solution définitive qui soit acceptable du point de vue sociétal pour la gestion des déchets radioactifs de types B et C. Il va de soi que les décisions prises en matière de gestion des déchets de type A doivent être mises en œuvre. 7 1.4.5. Les importations d'électricité (23) Pour la sécurité d'approvisionnement en électricité, il est néanmoins essentiel que le parc de production disponible dans le pays (en tenant compte des réserves nécessaires) corresponde pour le moins à la consommation nationale, déduction faite du "minimum annuel garanti" en capacité d'importation. Dans le cas contraire, on courrait le risque qu'à certains moments, il soit impossible de réaliser les importations nécessaires. 1.4.6. Le réseau (24) Le développement des RES nécessite de disposer d'un réseau adapté et bien interconnecté avec des lignes haute tension pour gérer les flux massifs d'électricité qui peuvent se créer de par le caractère intermittent des grands parcs éoliens tant onshore qu'offshore, en Belgique et à l'étranger. (25) Le développement d'un réseau sous-marin offshore est considéré comme stratégique dans le développement de l'éolien offshore en mer du Nord. Ce projet va de pair avec le renforcement de l'infrastructure haute tension actuelle. 7 Catégories de déchets: - A: déchets à courte durée de vie, faiblement ou moyennement radioactif - B & C: déchets hautement radioactifs et/ou ayant une longue durée de vie. Les déchets de type B sont non ou peu chauffants; les déchets de type C sont chauffants et nécessitent une période de refroidissement avant traitement définitif.

7. (26) Les investissements dans l'adaptation des réseaux de distribution d'électricité aux flux bidirectionnels occasionnés par l'intégration d'énergies renouvelables et décentralisées vont de pair avec le développement de ces derniers. Lors du renouvellement de l'infrastructure de distribution, il faut tenir compte de la possibilité d'une arrivée graduelle des véhicules électriques. (27) Le déploiement de compteurs intelligents (smart meters) devrait se faire par phase afin de bien évaluer le coût-bénéfice d'un tel déploiement et devrait s'accompagner d'une conscientisation des consommateurs quant à leur valeur ajoutée. 1.4.7. L'organisation des marchés (28) Vu la difficulté dans un marché libéralisé, de voir se réaliser des investissements en unités de pointe, il serait utile de prévoir une mission complémentaire pour une entité indépendante des producteurs et fournisseurs. Cette mission pouvant être considérée comme un "service public" devrait être rémunérée à un tarif régulé, tant que le marché ne sera pas en mesure de proposer un prix compétitif pour ces services auxiliaires, comme demandé par ailleurs dans les directives européennes sur l'électricité. (29) Vu la diminution dans un marché libéralisé des unités de production disponibles pour la fourniture de réserve, une solution pourrait être que le GRT ait la possibilité de compenser le manque de puissance de réserve en mettant à la disposition de celui-ci de la capacité de production, sans que le GRT ne prenne avec ces unités une position active en tant que producteur. D'autres solutions plus orientées "marché" existent comme le capacity market (USA) ou la possibilité de contrats à plus long terme qu'en période régulatoire, mais demandent des analyses complémentaires. (30) Il y a aussi lieu d'effectuer une analyse plus fine des causes du profil de la courbe de charge pour éventuellement la modifier et alléger la problématique liée aux pointes. Ce travail devrait être réalisé en collaboration entre les différents acteurs du marché. L'avènement de réseaux intelligents devrait aider à diminuer la demande de pointe. 1.5. Suivi de l'évolution du mix énergétique (31) Le groupe souhaite le renforcement de la surveillance continue du mix énergétique, des marchés de l'énergie et de la sécurité des approvisionnements en Belgique, au sein des institutions existantes suffisamment dotées en moyens humains et financiers pour exercer ces missions essentielles pour notre société. L'apport d'un Conseil scientifique composés d'experts indépendants est également recommandé. (32) En outre, il est indispensable que les décideurs politiques et économiques puissent disposer dans le domaine de l'énergie de données statistiques transparentes et cohérentes, rapidement mises à jour, au sein de l'observatoire de l'énergie créée à la DG énergie. x---x---x

8. 2. EXECUTIVE SUMMARY Ci-dessous suivent les principaux résultats de l'analyse de l'évolution possible de la demande et du mix énergétique et électrique correspondant, ainsi qu'une liste de messages importants qui se dégagent de l'analyse. 2.1. Introduction L'étude commanditée par l'ar du 28 novembre 2008 (Moniteur belge du 02/12/2008) a pour objectif de présenter un ou plusieurs scénarios de mix énergétique idéal rencontrant simultanément les exigences posées par: o la sécurité d'approvisionnement; o la compétitivité; o la protection de l'environnement/climat (en particulier dans le cadre du paquet Energie-Climat 20/20); ainsi que les coûts/bénéfices de ce ou ces scénarios, face à ces exigences. Il y est demandé de répondre plus particulièrement à trois questions concernant l'évolution de la demande d'énergie, l'évolution du mix énergétique et l'évolution du mix énergétique pour la production d'électricité. L'étude se base dans une large mesure sur une liste d'études préalables, tout en tenant compte des évolutions les plus récentes. Dans ce but, la commission a décidé d'élargir la liste des études de base avec le WP 21-08 du Bureau fédéral du Plan, intitulé: "Impact of the EU Energy and Climate Package on the Belgian energy system and economy" et publié en novembre 2008. Cette étude précise les conséquences de l'adoption du Paquet Energie-Climat sur le mix énergétique belge à l'horizon de 2020. Pour être complets, les résultats obtenus dans les différentes études ont également été comparés, dans la mesure du possible, avec ceux de l'étude DLR faite en 2006 à la demande de Greenpeace, et de l'étude futures-e, publiée en 2008 et effectuée par un groupe d'instituts européens, coordonnés par la Vienna University of Technology et le Fraunhofer Institut ISI de Karlsruhe. Cette deuxième étude constitue un élément à l'origine des ambitions 20/20/20 de l'union européenne (UE). Toutes les études se basent sur des perspectives démographiques et de croissance économique antérieures à 2008. Il est à noter que la nouvelle estimation 2008 quant à l'évolution démographique (DG SIE/BFP), table en 2020 sur un accroissement de 7% de la population et de 4% du nombre de ménages par rapport aux perspectives utilisées dans les études à comparer. De cette évolution plus récente résultera ceteris paribus un accroissement des besoins en transport de personnes ainsi que des besoins énergétiques dans le secteur résidentiel. La crise économique et financière mène à court terme à une réduction significative de l'évolution du PIB. Les messages du rapport provisoire ont été complétés, plus amplement motivés et documentés suite aux débats qui ont été organisés avec les représentants de la société civile réunis au sein des Conseil Central de l'economie et du Conseil Fédéral du Développement Durable. La liste exhaustive de leurs remarques/questions est reprise en Annexe 9: Réponses aux questions.

9. 2.2. La demande d'énergie Sur le plan méthodologique, le groupe a volontairement choisi d'analyser l'évolution du mix énergétique en partant de la demande d'énergie. Sur cette base, les travaux ont porté sur l'ajustement entre ladite demande et l'offre. Le présent rapport s'inscrit premièrement dans un contexte mondial de renchérissement progressif des prix des énergies d'origine fossile, dû à l'augmentation de la demande des pays émergents et à la difficulté grandissante qu'aura l'offre, surtout en matière d'hydrocarbures, à suivre cet accroissement. La réduction importante des émissions de gaz à effet de serre (GES) (20% ou 30% en 2020 et 50% ou plus en 2050), nécessaire dans le cadre de la lutte contre le réchauffement climatique, pose un deuxième défi pour l'évolution de notre système énergétique. En partant de ces deux constats, il apparaît dès lors que la maîtrise accrue de la demande d'énergie est indispensable. Dans un fonctionnement de marché parfait, un prix du CO 2 stable et pénalisant les énergies fossiles, inciterait à une réduction de la demande par le mécanisme de prix. Dans la réalité, une approche volontariste et normative sera nécessaire afin de combler les imperfections des mécanismes de marché et de plafonner graduellement l'évolution de la demande. Pareil choix requiert le soutien de tous les niveaux de pouvoirs en fonction de leurs compétences institutionnelles. Afin d'atteindre des réductions importantes de la demande, un rôle primordial est réservé à la transposition des différentes directives européennes. A budget constant, l'octroi d'une priorité aux mesures présentant le meilleur rapport coût-efficacité, est souhaitable. D'expérience, il est constaté que sans politique active en faveur de l'ure, ces économies d'énergie sont loin d'être acquises. En conclusion, une maîtrise de la demande réussie réduirait la dépendance aux énergies importées, faciliterait la réduction significative d'émission de GES et faciliterait la réalisation de l'objectif belge de développement des énergies renouvelables (RES). 2.3. L'offre: mix énergétique Le pétrole resterait toujours important pour le transport jusqu'en 2030, malgré l'apport des biocarburants, du développement de voitures hybrides, électriques et au gaz naturel compressé (CNG), et du prix du pétrole tendanciellement à la hausse (pétrole d'origines de plus en plus coûteuses et évolution du prix influencé par le phénomène de pic pétrolier). Dans le secteur résidentiel, l'apport est plus difficilement compensable (chauffage), dans des zones à moindre densité de population et/ou à topographie défavorable. En absolu, la consommation devrait plutôt tendre à une stabilisation eu égard à l'évolution des besoins du secteur du transport. Le gaz naturel évolue dans un contexte international similaire au pétrole. En Belgique deux qualités de gaz naturel sont distribuées. Aussi, le recours accru au gaz naturel pose-t-il un problème pour l'évolution de l'utilisation du gaz (L) à faible contenu calorifique en provenance des Pays-Bas, compte tenu des volumes disponibles. Néanmoins, le gaz (L) hollandais reste attrayant car ce sont des fournitures flexibles, de proximité et fiables. Afin de pallier cette problématique, il faudra progressivement convertir une partie du réseau (L) belge et obtenir une garantie à long terme des Pays-Bas.

10. La question de la sécurité d'approvisionnement est encore plus large compte tenu de l'absence de production domestique, des capacités limités de stockage et de la dépendance grandissante de l'ue vis-à-vis de fournitures non-ue (58% en 2005, prévision de 84% en 2030). L'évolution des besoins en gaz naturel est fortement influencée par le futur de la filière nucléaire, sans pour autant qu'il y ait une nécessaire substitution de l'un à l'autre. L'évolution de la part du charbon dans le mix énergétique est déterminée par l'avenir de l'activité sidérurgique en Belgique, et par son utilisation possible comme combustible pour la production d'électricité. A cet égard, les contraintes environnementales (locales et globales) et les décisions concernant la filière nucléaire en Belgique influenceront sa présence. Sa part relative dans la consommation intérieure brute finale pourrait rester plus au moins constante à l'horizon 2020. Le futur du charbon dépendra étroitement du déploiement de la filière de capture et séquestration du carbone (CCS). Les renouvelables: o Il convient de souligner que le développement des RES est indépendant des autres composants du mix énergétique, car la Belgique s'est engagée à réaliser 13% de RES dans la demande finale brute d'énergie en 2020. A l'horizon 2020 et en se basant sur les résultats les plus récents (le scénario 20/20 du WP 21-08), les projections tablent que les RES fourniraient 57 TWh de la demande finale brute (464 TWh). 50% de ces RES produiraient de la chaleur (pour moitié par cogénération à partir de biomasse et le solde à parts égales entre solaire thermique et chaleur directe), 30% de l'électricité verte et le solde serait dédié au transport. Les autres études (sauf DLR) montrent de manière générale des perspectives moins ambitieuses pour les RES (de l'ordre de 40 TWh), la différence portant surtout sur la biomasse. Graphique 1: Répartition des RES dans la consommation finale brute d'énergie selon leur utilisation finale (transport - chaleur - électricité) Gross Final Energy Demand 2,1% RES-T 87,7% 12,3% RES 5,9% RES-H 4,3% RES-E La différence avec l'objectif belge de 13% devrait être réalisée à partir des instruments de flexibilité prévus dans la directive RES. Source: BFP (2008), "Impact of the EU Energy and Climate Package on the Belgian energy system and economy", WP 21-08 - scénario 20/20.

11. o En ce qui concerne la biomasse, il y a lieu de noter que déjà en 2020 une grande partie de la biomasse utilisée est d'origine importée. A cet horizon et d'après le WP 21-08 (scénarios 20/20 et 30/20), la demande primaire correspondant aux besoins en biomasse est estimée à 48 TWh, soit environ 8% de la demande primaire, dont les 2/3 environ devraient être importés. Cette importation correspond donc à quelque 5% des besoins énergétiques du pays en 2020 et représente déjà un défi en termes de répartition équitable des ressources de biomasse disponibles au niveau mondial (voir Annexe 3: GEMIX vraag in verband met biomassa - Jacques De Ruyck). Dans l'étude WP 21-08, la majeure partie de la production d'électricité à partir de biomasse se ferait dans des centrales de cogénération, ce qui correspondrait à quelque 2000 MWe installés. Si on considère une répartition plus équilibrée de cette production entre la cogénération et la co-combustion dans des centrales électriques de grande taille, les besoins en biomasse seraient encore supérieurs. Dans le cas d'une répartition 50/50 entre les deux types de production, ces besoins seraient de 55 TWh, soit 9% de la demande totale d'énergie primaire, et 6% par importation. o A l'horizon 2030 une progression significative est encore possible grâce à l'extension de l'éolien on- et offshore (voir infra). o Les RES utilisés dans le transport seront essentiellement des biocarburants en 2020 et permettront de satisfaire l'exigence européenne d'utilisation de 10% de RES dans la consommation du secteur des transports. L'évolution au-delà dépendra fortement du développement des biocarburants de deuxième génération. 2.4. L'offre: mix "primaire" pour la production d'électricité Le calendrier actuel des mises en service et déclassements combinée avec la mise hors service prévue dans la loi de 2003 des trois premières (plus anciennes) unités nucléaires en 2015, conduirait à un déficit tant en énergie qu'en capacité. Il n'est pas garanti que des importations puissent combler ce déficit croissant en raison des capacités existantes des réseaux interconnectés et des capacités de production existantes à l'étranger. Cette situation de la production électrique en Belgique s'est d'ailleurs tendue au cours des années. La simplification drastique des procédures administratives ne garantira pas à elle seule la concrétisation des investissements complémentaires en temps opportun. Plusieurs projets de production ne sont qu'annoncés, sans garantie de mise en service dès 2015, sans autorisation(s) acquise(s) et encore moins, sans décision définitive de réalisation de la part de leur concepteur. Le gaz naturel est le combustible fossile qui émet le moins de CO 2 lors de sa combustion et il peut être utilisé tant en base, semi-base que pour faire face à la pointe de la courbe de charge. Des investissements considérables seront nécessaires sur le réseau gazier en cas de phase-out nucléaire, d'abandon des anciennes unités au charbon (pouvant s'imposer pour des raisons environnementales), et de substitution de ces unités déclassées par des centrales au gaz. L'utilisation éventuelle de charbon requiert que les nouveaux investissements soient CCS Capture Ready 8. La partie séquestration prendra plus de temps à se concrétiser (peu probable avant 2020) dans un pays comme la Belgique qui ne présente pas de structures géologiques propices aux formes de stockage les plus aisées, tels que des gisements pétroliers/gaziers épuisés. 8 CCS Capture Ready: les nouvelles centrales doivent être conçues en laissant la possibilité d'une conversion aisée permettant la capture fonctionnelle du CO 2. Le processus de captage du CO 2 reste un processus qui affecte le rendement d'une centrale de quelque 10 points de pourcent (rendement sans capture = +/- 45%).

12. De plus, certaines des structures géologiques potentiellement utilisables sont destinées en priorité au stockage saisonnier de gaz naturel requis pour une gestion appropriée de l'approvisionnement gazier. Les objectifs de développement des RES prévus par le paquet Energie-Climat favorise un déploiement très significatif de l'électricité verte. En se basant sur les différentes études (voir Annexe 1: Comparaison des différentes études), les RES-E pourraient représenter 17 TWh sur une demande électrique finale d'environ 100 TWh en 2020. Le déploiement des RES va de pair avec la politique de subvention par les systèmes de certificats verts, qui représente un coût important répercuté sur l'ensemble des consommateurs, tant industriels que PME et particuliers. Selon les résultats du scénario 20/20 du WP 21-08, la traduction belge de l'objectif de 13% de RES dans la demande finale en 2020 pourrait donner 19% de RES dans la production d'électricité, ce qui constitue un objectif très ambitieux. Enfin, il convient de souligner que le développement des RES-E est indépendant du futur de la filière nucléaire. Graphique 2: Répartition de la production RES-E par filière de production d'énergie renouvelable à l'horizon 2020 2% 2% 2% Eolienne onshore 5% 16% Eolienne offshore 20% 49% 31% Biomasse 35% Hydraulique 38% Photovoltaïque Production = 17 TWh Puissance = 5,5 GW Source: Annexe 1: Comparaison des différentes études. Importations d'électricité o Les dernières années et ceci jusqu'au 3ème trimestre 2008, le pays est devenu de plus en plus dépendant d'importations électriques structurelles. o Les études sous-jacentes démontrent que le phase-out nucléaire en Belgique a tendance à être partiellement compensé pour la charge de base par une augmentation des importations en provenance de France (d'origine nucléaire). o Dans le contexte de la zone d'échange France - Benelux - Allemagne, il faut rappeler qu'une étude française de la DGEMP d'avril 2008 prévoit une baisse substantielle des exportations françaises d'électricité de 63,3 TWh en 2006 à 53 TWh en 2020 et à 22,8 TWh en 2030, tandis qu'il subsiste toujours une incertitude quant aux besoins d'importations allemands. o Les résultats du dernier System Adequacy Forecast 2009-2020 de ENTSO-E ont montré que la capacité manquante de production en Belgique peut être compensée par des exportations des pays voisins jusqu'en 2015.

13. Le nucléaire: plusieurs options possibles pour une décision à prendre o Motivation des options: lors de la publication en 2007 de l'étude CE2030, un des experts faisait déjà remarquer que les autorités publiques avaient pris très peu de mesures afin d'éviter un accroissement important des émissions de CO 2 quand les centrales nucléaires seraient fermées. Plus précisément la fermeture des centrales nucléaires pourrait poser problème en matière d'émissions si des améliorations ambitieuses d'efficacité énergétique n'étaient pas réalisées et des techniques de CCS n'étaient pas appliquées à ces échéances. Au vu du temps perdu et du délai nécessaire pour obtenir des résultats, il était d'avis que la durée de vie des centrales belges qui viendraient en ligne de compte, pourrait être prolongée de 5 ans au-delà de la durée de vie des 40 ans, moyennant une contribution significative 9 pour financer la transition du système énergétique belge vers un système à plus grande efficacité énergétique, générant moins d'émissions de GES et utilisant davantage de RES. o Options proposées: partant de ce constat et tenant compte qu'une nouvelle période de près de trois ans se sera écoulée depuis sans décision, et alors même que les unités nucléaires ont des cycles techniques de dix ans caractérisés par des révisions techniques décennales importantes, le groupe tient à présenter une option C intermédiaire entre: - une option A qui revient à appliquer la loi telle quelle; - et une option B qui envisage une prolongation possible de la durée de vie de toutes les centrales à maximum 60 ans. Cette option C intermédiaire consiste à retarder la fermeture des unités Doel 1 & 2 et Tihange 1 d'une révision décennale reconductible une fois et à réévaluer la situation dans dix ans afin d'évaluer si un second prolongement présenterait une valeur ajouté. Les centrales Doel 3 & 4, Tihange 2 & 3 verraient leur durée de vie prolongée jusqu'à maximum 60 ans. L'allongement de la durée de vie des centrales nucléaires de type PWR de 40 à 50, voire 60 ans, un peu partout dans le monde, est décidé au coup par coup après autorisation des autorités de sûreté. Cela constitue une solution plus économique que la construction de nouvelles installations. L'expérience montre que les centrales actuelles sont capables de fonctionner plus longtemps que prévu initialement. Cela suppose cependant des investissements de jouvence qui sont loin d'être négligeables. Cette solution nécessite des durées de prolongement d'une dizaine d'années afin d'être économiquement rentables. o Remarques préliminaires à la discussion des options possibles: - la condition sine qua non pour l'application éventuelle pour toutes les options est que la vigilance vis-à-vis de la sécurité nucléaire soit maintenue à son plus haut niveau et que l'autorisation de poursuite d'exploitation reste de la responsabilité de l'agence fédérale de contrôle nucléaire. - Quel que soit le futur de la filière nucléaire, il y a lieu de fournir tous les efforts nécessaires qui tiennent compte de l'évolution technologique pour arriver à une solution qui soit acceptable du point de vue sociétal pour la gestion des déchets radioactifs de types B et C. Il va de soi que les décisions prises en matière de gestion des déchets de type A doivent être mises en œuvre. 9 Cf. le système "Borssele": convention aux Pays-Bas avec l'exploitant nucléaire afin financer le développement durable en contrepartie de la prolongation de la durée de vie de la centrale nucléaire de Borssele.

14. - Toutes les mesures prises à l'encontre de la prolifération de matières fissiles doivent être maintenues conformément aux programmes internationaux régissant la matière et sous la supervision des instances nucléaires belge et internationales Euratom et IAEA. - La constitution des provisions pour les coûts futurs de la gestion des matières fissiles irradiées et le démantèlement des centrales nucléaires doit être surveillée de près, en continuant les initiatives visant à une meilleure disponibilité des provisions en temps opportun. o Discussion des options: - voir fiches détaillées à la section 3.7.5.4 Analyse des options relatives à la filière nucléaire - à partir de la page 36. - De la comparaison des différentes études, il ressort clairement que le nucléaire n'est pas en compétition pour le développement des énergies renouvelables, et que la fermeture du nucléaire n'est pas un levier pour encourager un tel développement. L'objectif de 13% de RES en Belgique ne fait que renforcer cette conclusion. - Quelle que soit l'option choisie, la problématique de gestion (et d'enfouissement) des déchets demeure pour les déchets accumulés jusqu'à présent et ceux générés d'ici à la fermeture complète du dernier réacteur. - Rente nucléaire: en Belgique, les centrales nucléaires ont été construites dans un environnement de marché réglementé avec un appui important des autorités publiques. Ces unités sont caractérisées par des coûts d'investissement très élevés par rapport à des coûts de fonctionnement faibles. D'autre part, la libéralisation des marchés de l'électricité s'est produite à un moment où le parc de centrales nucléaires existantes était déjà largement amorti. Elle a également modifié la formation des prix de l'électricité. Est dès lors apparue une différence entre le prix sur le marché issu de l'équilibre offre-demande, souvent déterminé par les unités au charbon ou au gaz naturel aux coûts de fonctionnement élevés, et le coût supporté par des opérateurs disposant d'unités nucléaires largement amorties et aux coûts de fonctionnement faibles, largement indépendants du prix des combustibles fossiles (pétrole, gaz, charbon). Aussi, du fait des interconnexions européennes et de l'impossibilité dans plusieurs pays de construire de nouvelles unités nucléaires, les opérateurs nucléaires historiques bénéficient-ils actuellement d'une "rente de rareté" qui correspond à la différence entre le prix du marché européen et le coût complet actuel de ce nucléaire "historique". Il faut également observer que cette problématique relève également de l'équité intergénérationnelle, le changement fondamental apporté par l'adoption de mécanismes de marché ayant pour effet collatéral d'empêcher que la génération actuelle de consommateurs bénéficie de l'effort consenti par la génération précédente pour financer la construction des unités en place. Plusieurs auteurs ont mis en évidence l'existence de cette problématique de rente et ont identifiés des solutions afin de capter une partie de cette rente au profit du consommateur. Lors de son évaluation, il convient cependant de maintenir l'incitant à l'investissement dans un contexte généralisé (au niveau de l'ue) de renouvellement et/ou d'extension des capacités de production d'électricité. - Quelle que soit la décision finale prise par les autorités politiques, il faudra prendre une décision sans tarder, pour des raisons de planification et de logistique dans l'exécution même de la décision. - L'éventuelle construction d'une nouvelle unité nucléaire n'a pas été envisagée par GEMIX parce que non prévue par la loi, ne s'inscrivant pas dans l'objectif de la constitution